天然气价格调整风险评估报告_天然气风险分析

1.天然气发展“十二五”规划的第四章

2.法国运营商首次向德国直送天然气，今冬能源短缺能否缓解？

3.河北省燃气管理办法的正文

4.天然气管网建设审批手续

5.北京延庆区张山营镇1.8846公顷土地征收启动!

①张国华等．1998，石油和天然气勘探地质评价规范，北京，中国海洋石油总公司。

勘探目标评价和风险分析方法是石油公司的核心技术之一。自1998年中国海油建立了《石油和天然气勘探地质评价规范》以来，对石油和天然气勘探全过程中的地质评价，尤以其中包括的勘探目标评价和勘探风险分析工作起到了促进作用，是使勘探管理工作与国际接轨的重要技术环节。勘探目标评价与勘探风险分析浸透了商业性理念和相关的评价技术，近期集束勘探方法的产生和更进一步的价值勘探的提出，就是执行这一规范的直接成果。

一、石油和天然气勘探地质评价

油气储量的增长是任何一个油公司生存、发展的根本所在，世界上的各大油气公司，无一不将油气勘探工作放在首位，并把油气风险勘探视为一种商业经营活动，力求勘探工作优质高效，即用有限的资金投入而能获得更多的、有商业开价值的油气储量。

图5-32　油气勘探地质评价程序

中国海油一直在探索一套具有自己特点的油气勘探工作和管理模式，用以具体指导海上油气勘探工作。在总结勘探经验和吸取国外油公司管理经验的基础上，按照勘探工作要革新管理、优化结构、科技进步的指导方针，于1998年编制成此《规范》。它规定了中国海油在石油和天然气勘探全过程中的地质评价阶段及各阶段地质评价的目的、任务、程序、内容以及应用的技术、标准和应用的成果和要求。它适用于中国海油所进行的油气勘探活动中的地质评价工作。

一般而言，石油和天然气勘探地质评价的全过程，系指从某一特定区域的石油地质调查开始，到提交石油（或）和天然气探明储量为止的勘探活动中的地质评价工作。根据油气勘探活动的阶段性和地质评价的目的、任务，又将地质评价全过程进一步划分为区域评价、目标评价和油气藏评价三大阶段，具体阶段划分和工作程序见图5-32，各阶段的具体含义如下。

a．区域评价阶段：即从某一特定的地理区域（可以是盆地、坳陷、凹陷或其中的某一部分）的勘探环境和石油地质调查开始，到决定是否谋求区块油气探矿权为止的地质评价工作全过程。很明显，区域评价阶段的主要目的，在于谋求获得石油和天然气探矿权。

b．目标评价阶段：即从获得区块的油气探矿权后进行勘探目标优选开始，到预探目标钻后地质评价完成为止的地质评价工作全过程。当然，目标评价的主要目的，在于发现商业性油气藏。

c．油气藏评价阶段：即从预探目标的油气藏评价方案开始实施，到提交探明储量为止的地质评价工作全过程。油气藏评价阶段的主要目的，在于落实可供开发的石油和天然气探明储量。

二、区域评价

区域评价一般按资料准备、区域地质特征分析、含油气系统分析和勘探区块选择4个阶段循序进行（图5-33）。四个阶段的具体内容如下。

图5—33　区域评价程序

a．资料准备：为区域评价收集、提供有关投资环境、区域地质背景和各项有关的基础资料。

b．区域地质特征分析：阐明评价区的构造、沉积特点及其发育演化史。

c．含油气系统分析：确定评价区含油气系统及其油气潜力。

d．勘探区块选择：确定有经济开发前景的油气聚集区块，并谋求其油气探矿权。

在评价内容中，主要包括了资料准备，具体为各种资料收集、基础资料的补充和完善、建立区域评价数据库工作；区域地质特征分析，包括区域地层格架的建立、地震资料连片解释、沉积体系及岩相分析、表层构造和断裂体系分析、基底结构和盆地演化特点分析工作；含油气系统分析包括烃源识别、储、盖层特征及时空分布、盆地模拟分析、含油气系统描述等工作；勘探区块选择包括成藏区带评价、有利区块选择、谋求油气探矿权的建议等内容。

评价要求作到成藏区带评价；油气成藏模式预测；潜在量预测；区带勘探风险分析和工程经济概念设计和评价。

最终提交的主要成果包括文字报告的7项内容、27种附图、8类附表及相关专题研究附件。

三、目标评价

目标评价一般按资料准备、勘探目标优选、预探目标钻前评价、预探井随钻分析和预探目标钻后评价5个阶段循序进行（图5-34）。在勘探程度较高的地区，勘探目标优选和预探目标钻前评价可以同步进行；在已知油气成藏区带内则当以圈闭的落实和预探目标钻前评价为重点。

5个阶段主要内容如下。

a．资料准备：为目标评价提供必要的地质背景资料和基础资料。

b．勘探目标优选：优选可供预探的有利含油气圈闭。

c．预探目标钻前评价：提交有经济性开发效益前景的钻探目标及预探井位。

d．预探井随钻分析：发现油气藏及取得必要的地质资料。

e．预探目标钻后评价：对预探目标的石油地质特征进行再认识和总结勘探经验教训，并提交获油气流圈闭的预测储量及进一步评价的方案。

评价内容主要包括资料准备，具体为资料收集、地震资料集和处理、建立目标评价数据库；勘探目标优选包括查明和落实各类圈闭、圈闭的油气成藏条件分析、圈闭的潜在量计算、预探目标优选；预探目标钻前评价包括圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭的潜在量复算、圈闭的地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计和评价、预探井位部署建议、预探井钻井地质设计；预探井随钻分析包括跟踪了解钻井动态、随钻地层分析和对比、随钻油气水分析、钻井设计调整和测试层位建议等；预探目标钻后评价包括预探井钻后基础资料整理和分析、圈闭石油地质再评价、油气藏早期评价等项内容。

其中，十分重要的是要求对预探目标做到：圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭潜在量计算、圈闭地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计与评价、预探井位部署建议和预探井钻井地质设计。

要求预探目标钻后评价做到：圈闭的石油地质再评价、油气藏早期评价、预测储量计算、油气藏开发早期工程经济评价和油气藏评价方案建议。

最后要提交预探目标评价报告，内容有预探目标评价及评价井钻探方案文字报告8项内容、附图16种、附表5类。预探目标钻后评价内容包括文字报告5项内容、附图15种、附表14类。

图5-34　目标评价程序

四、油气藏评价

油气藏评价按资料准备、油气藏跟踪评价和探明储量计算3个阶段实施（图5-35）。油气藏评价应是滚动进行的，随着勘探程度的提高和资料的积累，从宏观的油气层分布范围和规模等框架描述到微观的油气储集空间分布和体积等的精细描述，不断提高精度。

图5-35　油气藏评价程序

3个阶段的主要内容如下。

a．资料准备：为油气藏评价提供必要的地质背景资料、基础资料和各种条件。

b．油气藏跟踪评价：探明获油气流圈闭的油气层分布范围、规模和产能。

c．探明储量计算：提交可供商业开的石油和天然气探明储量。

主要评价内容为资料准备包括资料收集、建立油气藏评价数据库；油气藏跟踪评价包括评价井钻井地质设计、评价井随钻分析、评价井完钻跟踪评价、评价方案调整建议、油气藏终止评价报告；探明储量计算包括油气藏结构、储层性质、储层参数、油气藏特征、油气藏静态模型描述、油气藏模式研究、探明储量计算及评价、开发方案概念设计、收率研究、工程经济评价、探明储量报告的编写等。

需要注意的是，工程经济评价要包括勘探和开发工程参数，勘探和开发投资额操作费估算，经济模式和财务参数的选取，内部盈利率、投资回收期、净观值和利润投资比等指标的计算，敏感性和风险分析等内容。

最后应提交油藏终止评价报告和探明储量报告。

油藏终止评价报告包括文字报告6项内容、附图17种、附表23类。

探明储量报告按国家矿产储量委员会的储量规范和储量报告图表格式要求完成。

五、地质风险分析方法

勘探风险分析是石油公司勘探投资决策的重要参数，如前所述，勘探工作地质评价各个阶段都要进行风险分析。当然投资决策并不完全取决于地质风险的高低，还取决于石油公司的资金实力和承受风险的能力，但地质风险毕竟是投资决策中不可稀缺的基本参数。

根据多年勘探实践，并参考外国油公司风险分析经验和方法，我们确立了以地质条件存在概率为核心的地质风险分析方法。

本方法适用于中国海油油气勘探中预测圈闭的钻前评价分析，也可以用于对盆地或凹陷进行量预测时的地质风险分析。

此法的目的在于通过对形成油气藏基本石油地质条件存在的可能性分析，预测或估计目标圈闭的地质成功概率，为勘探目标经济评价和勘探决策提供依据。

一般而言，风险（Risk）通常解释为失败的可能性。油气勘探过程中的风险主要包括地质风险、技术风险、商业风险和政治风险等。地质风险（Geological Risk）指勘探者对勘探目标基本石油地质条件认识不足而导致勘探失败的可能性。而地质成功概率（Probability of Geological Success）或称地质把握系数，是预计目标的圈闭经钻探获得商业性油气发现的概率。地质风险分析（Geological Risk Ana1ysis）则是用概率统计学原理和圈闭评价方法，研究并量化形成油气藏的基本石油地质条件存在的可能性，预测目标圈闭的地质成功概率。

（一）地质风险分析方法

预测地质成功概率的方法有地质条件概率法、历史经验统计法和类比法等多种方法。这里用地质条件概率法，当然，也可以根据具体情况使用多种方法进行比较和互相印正。

1．地质条件概率法的基本依据

a．油气藏的形成需要同时具备烃源、圈闭、储层、盖层和运聚匹配等基本石油地质条件，缺一不可；

b．各项地质条件必须满足彼此互相独立的设；

c．各项地质条件存在概率之积即为该目标圈闭的地质成功概率。

2．地质条件存在概率的取值原则

a．各项地质条件存在概率的求取有多种方法，本规范取由已知与未知的联系来判断未知的原则，并强调占有资料的类别和可靠程度对分析结果的影响。

b．正确分析各项石油地质条件存在概率和资料的可靠程度是测算目标圈闭的地质成功概率的关键。要求必须掌握本区的石油地质条件和资料状况在目标评价总和研究的基础上进行地质风险分析和取值。

c．由于不同地区地质条件千差万别，使用者也可以根据各盆地的实际情况对取标准作适当调整和修改，但应予以说明。

（二）地质风险分析程序

首先对基本石油地质条件进行分析，确定或估计其存在概率；然后计算单层或多层圈闭的地质成功概率。

1．基本石油地质条件分析

a．烃源条件：①根据同盆地、同凹陷或同构造带内油气田分布情况，已钻探圈闭或井的含油气情况，油气苗和其他油气显示情况（地球物理烃类检测、化探、摇感等），确定是否存在成熟的烃源条件；②烃源岩的体积；③烃源岩中有机质的数量和质量；④烃源岩中有机质的成熟度；⑤资料类型和证实成度（地震、录井、钻井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

b．储层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭相同储层的储集能力及优劣成度；②储层的沉积相和储集体类型；③储层的岩性、厚度及分布的连续性；④储层的储集类型和物性条件；⑤储层段是否有同盆地、同凹陷或同构造带内的井可供标定、模拟和对比；⑥资料类型和证实成度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

c．盖层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭同类盖层的封闭能力及优劣程度；②盖层的沉积相、岩性、厚度及稳定性；③盖层的封闭类型和垂向封堵能力；④盖层中断层的数量、性质、规模及活动时期；⑤资料类型和证实程度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

d．圈闭条件：①圈闭类型及规模；②同盆地、同凹陷或同构造带内同类型圈闭的含油气情况；③断块、岩性等圈闭的侧向封闭条件和性能；④地震测网的密度和资料的质量。

e．运移条件：①油气运移通道类型，如砂岩输导层、断层面、不整合面、底辟、高压释放带等；②供烃范围内圈闭与有效烃源岩连通的路径及通畅程度；③油气运移的方式、指向和距离。

f．保存条件：①圈闭形成后构造或断裂活动对圈闭封闭条件的影响；②区域水动力条件对油气聚集的影响；③是否遭受过水洗或生物降解破坏作用；④油气是否有过热或非烃气体（CO2、N2等）的潜入；⑤油气扩散作用对油气藏的影响。

g．运聚匹配条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内同期的圈闭是否存在油气田或油气藏；②圈闭形成时间与油气主要生成时间、运移时间的关系。

2．地质条件存在概率的评估

使用地质条件存在概率评价标准，来评定目标圈闭各项地质条件的存在概率。

3．目标圈闭地质成功概率计算

a．单层圈闭地质成功概率的计算。

单层圈闭地质成功概率为该层各项地质条件存在概率之积，即：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps为单层圈闭的地质成功概率；Pt为烃源条件的存在概率；Pc为储层条件的存在概率；Pg为盖层条件的存在概率；Pq为圈闭条件的存在概率；Py为运、聚匹配条件的存在概率。

b．多层圈闭地质成功概率的计算。

如果各层圈闭对应的各项地质条件均相互独立，则：

该目标圈闭（构造）至少有一层圈闭获得地质成功，其概率为Pas：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps1为第一层圈闭的地质成功概率；Ps2为第二层圈闭的地质成功概率；Psn为第n层圈闭的地质成功概率，为了强调主要的钻探目的层，n值一般不大于3。

该目标圈闭各层圈闭均获得地质成功，其概率为Pts：

中国海洋石油高新技术与实践

最后，为了更好地把握主要地质风险因素，提高风险预测水平，并不断完善地质风险分析方法，要求进行钻后相关数据的整理，并按要求填写地质条件的钻探结果和钻后分析，对照钻前预测验证其符合程度，分析钻探成功或失利的原因。

六、集束勘探方法

中国海油入市以来，其经营管理方式迅速与国际接轨。反应在勘探上，也实现并正在实现着一种理念的转变，即由经济遗留的“储量指标”勘探理念——“我为祖国献石油”，向市场经济“经营型”勘探理念——“股东要我现金流”转变。入市后，股市对油公司业绩的衡量标准是现金流，它体现在勘探上不仅是新增储量的多少，而是一系列的经营指标——储量替代率、桶油勘探成本和资本化率。

储量替代率：是指新增探明可储量与当年产量之比。

桶油勘探成本：是指每探明一桶可原油储量所需的勘探费用，包括管理费用、研究费用、物探费用和无经济性发现的钻井费用。这些费用需进入当年勘探成本，叫做成本化。

资本化率：指有经济性发现的钻井费用与总勘探费用之比，这部分费用不进入当年勘探成本，可在油田开发中回收，故称资本化。

储量替代率反映了储量资产的增减。桶油发现成本是衡量勘探经营总体水平的指标，在保持稳定的勘探投人，保证100%储量替代率的前提下，要降低桶油发现成本，就要降低经营管理费用和每公里物探作业费用与每米进尺的钻井费用。当然大的储量发现会导致桶油勘探成本大幅度下降，但除特殊需要，油公司更希望保持股市稳定，无需披露重大储量发现。资本化率反映了油公司所占有的勘探区块（也是一种资产）的质量，它不仅可以降低桶油成本，更重要的是表现所占有的勘探区是否具备一定潜力、储量代替率是否有保障。

要想有多的储量发现就要打更多的井，在保证桶油发现成本承诺的前提下，只有降低单位作业成本。面对发展需要的压力、投资者的压力、服务价格走向市场后的压力，必须走出一条勘探管理新路子，于是集束勘探思路孕育而生。

集束勘探是探索适应市场经济条件下多快好省的勘探新理念，主要包括以下3层含义。

a．集束部署：着眼于一个领域或区带，选择具有代表性的局部构造集中部署，用较少的工作量以求解剖这一领域或区带，达到某一确定的地质目的。

b．集束预探：基于不漏掉任何一个有经济性油气藏为出发点，简化初探井钻井过程中取资料作业和测试，加强完钻过程中的测井工作，以显著提高初探井效率，大幅度降低初探井费用，用简化预探井、加速目标的勘探方法。

c．集束评价：一旦有所发现，则根据地下情况，优选最有意义的发现，迅速形成一个完整评价方案，一次组织实施，缩短评价周期和整个勘探周期。如有商业性，使开发项目得以尽快实施。

集束评价钻探包括两类不同取资料要求的钻井，一类是取全取准资料的井，此类井要充分考虑开发、工程、油藏甚至销售部门的需要，取足取好资料；另一类井是为了解决复杂油气田面上的控制问题，需要简化其中一些环节，作为集束井评价，以求得到以最低的评价费用取全取准资料，保证储量计算和编制ODP方案的需要。

在实施集束勘探一年的时间中，我们针对一个有利区带和目标共钻探集束探井20多口，初步见到以下效果：①储量代替率可望达到151%；②资本化率39%；③桶油发现成本保持在1美元；④完成了历年来最高的和自营勘探投资——16.75亿元；⑤建井周期缩短2/3；⑥每米钻井进尺费用降低40%。

通过一年的实践，主要体会如下。

1．以经济性发现为目的，统筹资料的获取

初探井是以经济性发现为目的的，关键在于证实有一定烃类产能、有一定厚度油气层的存在，精确的测试资料、储层物性资料、原油物性资料都可留在评价井钻探中获取。这就可以在初探井中作到不取心、不测试，从而大大简化钻井程序，达到降低钻井成本的目的。

一般来说初探井的经济成功率只有10%之间，我们可以在90%左右的初探井中实现低成本探井。事实证明用电缆式测试（MDO）、加旋转井壁式取心技术，完全可以保证不漏掉有经济测试价值的油气层。集束评价更有利于有目的地取好油藏评价的资料，在进行了早期油藏评价后，我们对油气藏模式有了基本的认识，就可以有目的地安排油藏评价井资料获取方案，大大减少了盲目性。

2．集束勘探在资料问题上体现了性、目的性

集束勘探“三加三简”的有所为和有所不为的获取资料原则——抓住有无油气，有油气则加强，无油气则从简；突出经济性，有经济性则加强，无经济性则从简；区分主力层与非主力层，主力层则加强，次要层则简化。这样保证了总体资料的质量，减少不必要的繁琐取资料工作量。

3．实现集束勘探要做好技术准备

首先应加强完井电测、简化钻井测试，测井要做好电缆测试（泵抽式取样）、旋转式井壁取心和核磁共振测试的技术准备。

其次，钻井工程借鉴开发生产井优快钻井经验，对初探井简化井身结构，打小井眼，不取心，尽可能保证钻井作业的连续性，提纯钻进时间比例，用集束勘探的办法尽量减少动员费用，在拖航、弃井等环节上提高时效，降低费用，保证稳定的、高质量的泥浆性能，打好优质的规则井眼，创造良好的测井环境。

第三，评价井的测试工作中，要做好直读压力计、多层连作、油管完井等技术准备。

4．集束勘探协调了长期困扰勘探家的三大矛盾

第一，协调了加大勘探工作量与有效控制成本间的矛盾。集束勘探可实现相同的勘探成本下，多打初（预）探井，总体上必然加快勘探进程。如在合同区义务勘探工作量确定的前提下，勘探成本的降低，则意味着抗风险能力的增强。

第二，协调了不同专业间的利益矛盾。长期以来地质家想多取资料——资料越多越好；钻井工程想快——钻完井越快越好；测井公司想省——下井次数越少越好。集束勘探实现了集约性的成本控制，使各专业各得其所。

第三，协调了老石油传统与现实市场经济间理念上的矛盾。在老石油地质家的传统观念中，是取资料越多越好、储量发现越多越好、收率提得越高越好。把这些观念放在市场经济条件下，都会与勘探成本产生冲突，于是这些观念都变成了相对的、有条件的：资料——在保证不同勘探阶段起码质量要求下，取资料的工作量越少越好；储量发现——在保证勘探资本及时回收条件下越多越好，否则无须及时探明；收率——在保证现金流和盈利率条件下越高越好，否则宁可要相对较低的收率；勘探成功率——对油公司来讲，地质成功率毫无意义，油公司只要商业成功率，更关心的是勘探投入的资本化率；储量概念——不能只讲地质储量，对油公司来说更关心可储量，尤其是可作为公司资产的份额可储量。

集束勘探是我们由经济成功转向市场经济时，在经营理念上发生根本变革的表现。一年来的成功实践，不但在中国海油勘探家中产生了巨大观念上的震动，也影响到许多外国作业者，纷纷吸收或效仿集束勘探方法。集束勘探方法的产生，表明我国企业不仅可以进入国际市场，并且完全可以在市场运作中有所发现，有所发明，有所前进，创造出更好的经济效益。

在2002年中国海洋石油勘探年会上，将集束勘探发展为价值勘探的一部分，这是勘探工作进步的表现。这一新生事物的出现，使公司上市后出现了新情况：结束了国有独资的历史，十分关注投资的收益、储量增长的压力、成本的压力等。如此，必须对过去传统的勘探理念进行重新审视：由过去的地质调查研究型，变为经营油气实物的经营型，要创造经营价值。所以，价值勘探是一种以价值为取向的勘探理念，具体地说，每项工作以是否增加公司或股东的价值，作为决策的依据，即勘探的每个环节，以创造出更多的价值作为决策的出发点，勘探工作将围绕价值中心来进行。这也体现了勘探工作本身是发展的、动态的，在勘探工作不断进展中，随时拓宽、发展勘探方法，以促进海洋石油事业不停顿地、持续发展。

天然气发展“十二五”规划的第四章

节能减排低碳环保内容如下：

1、节约用水，随时关上水龙头，不让水白流。

2、少用洗洁精，大部分洗涤剂含有化学物品，会污染水。

3、节约用电，随手关灯，少用电器。

4、低碳出行，减少尾气排放。

5、节约森林，少用一次性物品。

6、选购绿色食品，认准绿色健康。

法国运营商首次向德国直送天然气，今冬能源短缺能否缓解？

一、加强行业管理和指导

一是完善全国天然气规划体系。各省（区、市）根据本规划制定本地区的天然气发展规划，并配套制定天然气管道建设等子规划，报院能源主管部门备案；大中城市也要制定管网等基础设施发展规划，并报省级人民主管部门备案。

二是通过页岩气探矿权招标试点，推动上游市场化改革；在管输和配气领域以新疆煤制气外输管道为试点，探索天然气管输、配气服务与天然气供应业务分离的有效途径；制定合理的管输价格标准，引导企业降低投资成本和造价。

三是完善天然气基础设施建设与运营管理的相关制度，明确建设单位、运营企业、销售企业以及用户等相关各方在基础设施建设、运营与天然气供应过程中的权利、义务和责任，保障安全稳定供气，促进天然气产业有序健康持续发展。

四是研究制定储气调峰有关制度，明确供用气各方责任。天然气销售企业应当逐步建立天然气商业储备，满足市场季节性调峰和供应中断时应急用气需求，以及直供天然气用户的调峰应急用气需求。城镇燃气经营企业也要建立天然气商业储备，满足所供区域的日、小时调峰和应急用气要求。

五是加大天然气水合物勘查与评价力度，适时开展试开工作。

二、建立完善天然气勘查开发促进机制

一是推动天然气探矿权、矿权竞争性出让制度，严格探矿权退出机制，加快增储上产。二是做好天然气勘查开发与其他固体矿产勘查开发的衔接工作，协调解决天然气勘查开发区域与其他固体矿产矿业权、整装勘查区重叠问题。三是天然气勘查开发按现行税收政策规定进行税前扣除。四是明确页岩气作为新矿种的管理办法，继续推进和扩大页岩气探矿权区块招投标工作。

三、落实页岩气产业鼓励政策

将页岩气纳入战略性新兴产业加以培育和引导，推进页岩气投资主体多元化，加强页岩气勘探开发活动的监督管理，推动页岩气科学发展。参照煤层气政策，研究制定具体的页岩气财政补贴等支持政策；依法取得页岩气探矿权、矿权的矿业权人或探矿权、矿权申请人可按照相关规定申请减免页岩气探矿权和矿权使用费；对页岩气勘探开发等鼓励类项目项下进口国内不能生产的自用设备（包括随设备进口的技术），按有关规定免征关税；页岩气出厂价格实行市场定价；优先用地审批。

四、积极推动天然气基础设施建设

一是积极推动核准目录修订工作，经院批准后下放部分天然气管道核准权限，并建立地方省市管网等基础设施规划备案制度。二是抓紧开展非油气藏型地下储气库库址普查筛选和评价工作。三是加快地下储气库及其他储气设施核准工作，确保储气设施与管网联通。四是对从事国家鼓励发展的液化天然气进口项目，所需国内不能生产的进口设备，在规定范围内免征进口关税。五是鼓励省际管网互连互通。六是积极研究天然气战略储备问题。七是依据沿海天然气接收站布局，加强与港口规划的衔接，配套建设港口接卸中转储运设施，做好通航安全影响评估和岸线使用审批工作。八是加强重大项目社会风险评估工作力度。九是继续按《院关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见》（国发〔2010〕13号）要求，积极支持民间资本参股建设天然气储运设施和城市供气管网。

五、引导天然气高效利用

一是修订《天然气利用政策》并组织实施，鼓励和支持天然气分布式能源、LNG汽车和船舶燃料等高效天然气利用项目，制定船用LNG燃料相关技术标准规范，鼓励地方出台相关政策支持天然气分布式能源项目，加大市场开发力度。二是各地和电网企业应加强配电网建设，电网公司将天然气分布式能源纳入区域电网规划范畴，解决分布式能源并网运行问题。三是对城镇居民用气等优先类用气项目，地方各级可在规划、用地、融资、收费等方面出台扶持政策，积极推进低碳城市试点。四是统筹考虑天然气产地的合理用气需求。符合条件的边疆、少数民族地区气化项目，可按税法规定享受相关税收优惠政策。五是将LNG接收站冷能利用纳入LNG项目核准评估内容，实现节能减排和提高能效。

六、完善天然气价格形成机制

一是建立反映稀缺程度和市场供求变化的天然气价格形成机制，加快理顺天然气与可替代能源的比价关系，充分发挥价格在调节供求关系中的杠杆作用，并为天然气价格最终市场化奠定基础。二是研究建立上中下游价格联动机制。三是鼓励天然气用气量季节差异较大的地区，研究推行天然气季节差价和可中断气价等差别性气价政策，引导天然气合理消费，提高天然气利用效率。鼓励天然气生产企业、下游用户通过多种渠道积极参与储气调峰设施的建设，支持发展可中断、可转换、可调节的天然气用户。四是研究建立国家级天然气交易市场问题。

七、深化体制机制改革

一是完善天然气产业相关制度，依法加强监管。二是深入研究管网专营化运行管理机制，为培育竞争性市场创造条件。三是实施天然气基础设施互联互通及向第三方提供准入服务。四是明确参与天然气供应的相关主体储气调峰义务。五是逐步构建与国内天然气产业发展相符的监管体系和政策体系。

八、保障管道安全运行

一是研究制定石油天然气管道保护法实施细则，完善有关配套法规和标准。积极开展向全社会特别是管道沿线群众普及管道保护法的宣传活动。督促指导管道企业落实管道保护责任，严格履行各项法定义务。

二是各省（区、市）能源主管部门要加强对本行政区域管道保护工作的领导，督促本行政区域内设区的市级、县级人民指定主管管道保护工作的部门。县级以上地方人民主管管道保护工作的部门要依法履行职责，建立管道保护工作联系制度。

九、加强国际合作

按照互利双赢原则参与海外天然气开发项目；鼓励开展页岩气等非常规天然气与国外公司的合作，通过对外合作，引进技术，提高自主创新能力。 一、加强规划协调管理

院能源主管部门要加强对规划实施的协调和指导，对规划实施情况进行跟踪分析和监督检查，推动规划各项指标和任务的落实。院各有关部门要按照职能分工，加强沟通配合，制定和完善相关配套政策措施，为规划实施创造有利条件。地方各级人民有关部门和相关企业要根据各自的职责，细化落实规划确定的主要目标和重点任务。

二、建立滚动调整机制

院能源主管部门要及时掌握规划实施情况，做好中期评估。根据国内天然气生产实际和国际天然气市场新形势，适时调整规划的主要目标、重点任务和项目，保障安全稳定供气，促进天然气产业健康持续发展。

三、编制年度实施

对规划确定的主要目标和重大任务，院能源主管部门要制定年度实施，指导各地区和有关企业按照国家战略意图和政策导向开展工作。同时，要研究建立规划实施考核体系和奖惩制度，保证规划目标和任务顺利实施。

河北省燃气管理办法的正文

德国能源监管机构联邦网络局局长克劳斯?米勒于13日感谢法国方面通过社交媒体传输天然气，认为法国方面的行动将有助于德国方面维护天然气供应的安全。

俄罗斯对乌克兰发动特别军事行动后，欧盟追随美国对俄罗斯实施严厉的经济制裁，包括试图摆脱对俄罗斯石油和天然气的依赖，这导致欧洲能源供应紧张，价格高昂，法国和德国于9月签署了一项能源合作协议，其中包括法国将向德国输送天然气，而德国将在用电量高峰期向法国供应能源。据美联社报道，德国的储气设施目前接近95%的储气目标，但德国要求人们在今年冬天节约天然气。

在法国方面，由于该国50多个核反应堆中近一半正在关闭进行维修，法国一直担心今年冬天可能出现电力短缺。法国天然气运营商宣布，法国将首次通过萨尔州边境城镇梅德尔塞姆向德国输送天然气。发电量约为310亿瓦时。性能将根据网络条件进行评估，最高可达每天100 GWh。9月初，法国总统埃曼纽尔?马克伦和德国总理舒尔茨同意明年冬天互相供电。

法国希望向德国出口天然气，以换取德国在冬季需要时提供更多电力。法国56座核反应堆中的32座因例行维护或风险评估而关闭。俄罗斯天然气工业股份公司表示，天然气管道涡轮机未运行。每天通过北溪一号管道输送的天然气不超过3300万立方米，仅占管道最大输送能力的20%。北溪1号管道是俄罗斯向欧洲输送天然气的主要管道，预计暂时不会满负荷运行。

欧洲基准TTF天然气期货上涨近12%，而美国天然气期货涨幅超过3%。从俄罗斯东部的维堡到波罗的海下的德国，俄罗斯的天然气被输送到许多欧洲国家。

天然气管网建设审批手续

第一条 为加强燃气管理，规范燃气经营和使用行为，保障公民生命财产和社会公共安全，根据院《城镇燃气管理条例》，结合本省实际，制定本办法。

第二条 本办法适用于本省行政区域内燃气发展规划与应急保障、燃气经营与服务、燃气设施建设与保护、燃气燃烧器具安装与维修、燃气安全事故预防与处理及相关管理活动。

天然气、液化石油气的生产和进口，门站以外的天然气管道输送，燃气作为工业生产原料的使用，沼气、秸秆气的生产和使用，不适用本办法。

第三条 省住房城乡建设主管部门负责全省的燃气管理工作。

设区的市、县(市)人民确定的燃气管理部门负责本行政区域内的燃气管理工作。

县级以上人民其他有关部门依照本办法和其他有关法律、法规的规定，在各自职责范围内负责有关燃气管理工作。

第四条 县级以上人民及有关部门应当建立健全燃气安全监督管理制度，鼓励、支持燃气科学技术研究，推广使用安全、节能、高效、环保的燃气新技术、新工艺和新产品。

第五条 燃气行业协会应当建立行业自律机制，依法制定行业行为准则和服务规范，维护燃气经营者和燃气用户合法权益，督促燃气经营者守法经营、诚实守信、严格自律。 第六条 县级以上人民燃气管理部门应当会同有关部门，依据国民经济和社会发展规划、土地利用总体规划、城乡规划、能源规划以及上一级燃气发展规划，编制本行政区域的燃气发展规划，报本级人民批准后组织实施，并报上一级人民燃气管理部门备案。

燃气发展规划的内容应当包括：规划时限、发展目标、燃气气源、燃气种类、燃气供应方式和规模、燃气设施布局和建设时序、燃气设施建设用地、燃气设施保护范围、燃气供应保障措施和安全保障措施等。

第七条 城乡建设应当按城乡规划和燃气发展规划的要求，配套建设燃气设施或者预留燃气设施建设用地。预留的燃气设施配套建设用地，未经法定程序批准，任何单位和个人不得占用或者改变用途。

城乡规划主管部门在依法核发选址意见书、建设用地规划许可证或者乡村建设规划许可证时，应当就燃气设施建设是否符合燃气发展规划征求燃气管理部门的意见。燃气管理部门应当在10个工作日内出具意见书。

第八条 在燃气管网覆盖范围内不得另外建设独立的管道供气设施。已经建成的独立管道供气设施应当并入燃气管网。

第九条 燃气设施建设工程竣工后，建设单位应当依法进行竣工验收，未经验收或者经验收不合格的，不得投入使用。

建设单位应当自燃气设施建设工程竣工验收合格之日起15日内，将竣工验收情况报所在地燃气管理部门备案。

在管道燃气供气规划区域内，与新建、改建、扩建工程配套建设的管道燃气设施，应当与主体工程同时设计、同时施工、同时竣工验收。

第十条 县级以上人民应当建立健全燃气应急储备制度，组织编制燃气应急预案，加强演练，取综合措施提高燃气应急保障能力，建设燃气供应应急保障设施，确保在燃气供应严重短缺或者供应中断等突发发生后能够优先保障居民生活燃气供应。 第十一条 从事燃气经营活动应当取得燃气经营许可证，并依照许可的经营范围、经营类别、期限和规模等从事燃气经营活动。

个人从事瓶装液化石油气经营活动的，必须具备包括由接卸、储存、灌装、倒残等完整生产工艺的液化石油气储配站，方可申请燃气经营许可证。

申请人凭燃气经营许可证到工商行政管理部门依法办理登记手续。

第十二条 从事燃气经营活动的应当具备下列条件：

(一)符合燃气发展规划要求，依法取得规划选址意见书或者规划许可证;

(二)有符合国家标准的燃气气源和燃气设施，工程项目经验收合格;

(三)有固定的经营场所、完善的安全管理制度和健全的经营方案;

(四)主要负责人、安全生产管理人员以及运行、维护和抢修人员经专业培训并考核合格;

(五)有与经营规模、类别相适应的注册资本金和专业技术人员。

第十三条 从事燃气气源销售的、从事瓶装液化石油气经营的、液化天然气加气站、压缩天然气加气子站，其燃气经营许可证由设区的市燃气管理部门核发，报省住房城乡建设主管部门备案。

跨设区的市经营燃气气源销售的、管道燃气经营企业、从事液化天然气经营的、压缩天然气加气母站，其燃气经营许可证由省住房城乡建设主管部门核发。

第十四条 申请燃气经营许可证的，应当向燃气管理部门提交下列材料：

(一)燃气经营许可证申请表;

(二)工商行政管理部门出具的名称预先核准通知书;

(三)验资报告;

(四)主要负责人、安全生产管理人员的职务、职称、安全技能考核合格证书以及运行、维护和抢修人员经专业培训并考核合格的证书;

(五)经营场所和办公场所证明;

(六)燃气工程项目规划、施工许可等批准文件、工程竣工验收文件和特种设备、建设工程消防验收意见等资料;

(七)供气协议书或者供气意向书，气源来源证明;

(八)企业安全生产管理制度，安全技术岗位操作规程，事故应急抢险预案和抢险车辆及设备名录，企业服务规范等。

管道燃气经营企业除具备前款规定的条件外，还应当提供当地人民或者燃气管理部门为其划定的经营区域证明文件或者特许经营协议。

燃气管理部门应当自受理申请之日起20个工作日内作出决定。不予许可的，应当书面向申请人说明理由。

第十五条 变更燃气经营许可证载明内容的，应当向原核发部门提出变更申请并提交相关资料。经审查符合条件的，原核发部门应当依法予以办理。

第十六条 燃气经营许可证有效期为5年。有效期满后，燃气经营者继续从事燃气经营活动的，应当在许可证有效期满90日前向原核发部门提出换证申请，经审查合格后换领新证。

第十七条 管道燃气经营者应当每2年至少对用户使用的燃气设施、燃气计量表和燃气燃烧器具及连接件和紧固件免费提供一次入户安全检查，并建立完整的检查档案。

管道燃气经营者巡查人员入户检查时，应当提前通知管道燃气用户，并出示有效工作证件。

管道燃气经营者应当将检查结果书面告知用户，对用户不遵守安全用气规定出现安全隐患的，应当提醒用户整改，用户应当及时进行整改;用户不按规定落实整改可能造成安全事故的，管道燃气经营者应当停止供气，并在隐患消除后立即恢复供气。

用户应当对管道燃气经营者入户检查予以配合。

第十八条 管道燃气经营者对其供气范围内的市政燃气设施、建筑区划内业主专有部分以外的燃气设施，承担运行、维护、抢修和更新改造的责任。

管道燃气经营者维护、抢修和更新改造建筑区划内业主专有部分以外的燃气设施时，物业服务企业和管道燃气用户应当予以配合。

第十九条 管道燃气经营者因施工、检修等原因需要临时调整供气量或者暂停供气的，应当将作业时间和影响区域提前48小时予以公告，并书面通知燃气用户。施工、检修等原因消除后，应当及时恢复正常供气，恢复供气时间必须事先通知燃气用户，但不得在22时至次日6时之间向居民用户恢复供气。因突发影响供气的，应当及时通知燃气用户并取紧急措施。

燃气经营者停业、歇业的，应当对其供气范围内的燃气用户的正常用气作出安排，并在90日前向所在地燃气管理部门报告，经批准后方可停业、歇业。

第二十条 燃气管理部门应当建立健全监督管理制度，对燃气经营者的经营活动、服务情况、设备设施安全状况等进行监督检查，并将监督检查结果向社会公布。

第二十一条 新型复合气体燃料用于经营使用的，应当经省住房城乡建设主管部门组织专家鉴定，经鉴定合格的方可投入使用。

第二十二条 燃气经营者应当对其从事瓶装液化石油气送气服务人员实行持证上岗制度，并加强对送气服务人员和车辆的管理，承担相应的责任。

从事瓶装液化石油气充装活动，应当遵守法律、法规和国家标准有关气瓶充装的规定。 第二十三条 管道燃气经营者应当在批准的供气区域内向具备用气条件的单位和个人提供供气服务，并与管道燃气用户依法签订供用气合同，明确双方的权利和义务，保证安全稳定供气。对供气区域内符合用气条件的单位和个人，无正当理由，不得拒绝供气。

第二十四条 管道燃气用户需扩大用气范围，改变燃气用途，或者过户、安装、改装、拆迁固定的燃气设施的，应当到管道燃气经营企业办理相关手续，并按国家有关工程建设标准实施作业。

第二十五条 管道燃气经营者对燃气计量装置应当依法进行检定。燃气计量装置使用到规定年限后，由管道燃气经营者负责更换，所需费用计入企业成本。

对管道燃气计量装置准确度有异议的，可以申请有资质的计量检测机构检定。经检定，燃气计量装置符合标准的，检定费用由申请方承担;不符合标准的，检定费用由被申请方承担，并退还或者补交燃气费用。

第二十六条 燃气燃烧器具生产单位、销售单位应当设立或者委托设立售后服务站点，配备经燃气管理部门考核合格的燃气燃烧器具安装、维修人员，负责售后的安装、维修服务。

第二十七条 燃气燃烧器具安装、维修企业，应当遵守下列规定：

(一)按国家标准和规范安装、维修燃气燃烧器具，安装、维修材料和配件符合国家标准;

(二)不得限定用户购买其指定产品;

(三)不得擅自移动燃气计量表和表前燃气设施;

(四)燃气燃烧器具安装后，向燃气用户提供安装检验合格证书;

(五)设定不低于1年的安装保修期。

对燃气用户提供的不符合标准的燃气燃烧器具或者燃气用户提出的不符合安全规范的安装、维修要求，燃气燃烧器具安装、维修人员为保障用气安全，应当向用户说明有关技术规范、标准，要求其用合格器具或者取符合安全规范的安装方式。

第二十八条 燃气管理部门应当向社会公布产品目录，推广并由燃气用户自愿选择使用燃气泄漏安全保护、报警装置和具有燃气泄漏安全保护、报警装置的燃气器具，保障燃气燃烧使用安全。 第二十九条 城乡规划主管部门在核发建设工程许可证时，应当按国家和本省的有关规范要求，保障施工地界内原有燃气设施的安全。

第三十条 在生产、输配和储存燃气的场所明火作业，必须遵守有关安全管理和安全操作的规定。在带气的燃气管道上施工作业，必须取消防安全措施，并由专业人员操作。

第三十一条 燃气经营者改动市政燃气设施，应当制定改动方案并符合下列规定，报设区的市、县(市)燃气管理部门批准：

(一)符合燃气发展规划;

(二)明确安全施工要求;

(三)有安全防护和保障正常用气的措施;

(四)燃气管理部门要求提供的有关材料。 第三十二条 燃气管理、安全生产监督管理、公安机关消防机构等有关部门应当根据各自职责，对燃气经营、燃气使用的安全状况等进行监督检查，发现燃气安全事故隐患的，应当通知燃气经营者、燃气用户及时取措施消除隐患;不及时消除隐患可能严重威胁公共安全的，有关部门应当依法取措施，及时组织消除隐患，有关单位和个人应当予以配合。

第三十三条 燃气管理部门应当会同有关部门制定燃气安全事故应急预案，明确应急机构的组成、职责、应急行动方案等内容，建立燃气事故统计分析制度，定期通报事故处理结果。

燃气经营者应当制定本单位燃气安全事故应急预案，配备应急人员和必要的应急装备、器材，并定期组织演练。

第三十四条 燃气管理部门应当加强对燃气工程建设、经营、使用、设施保护、燃气燃烧器具安装、维修等活动的监督检查，监督检查时可以取下列措施：

(一)查阅复制有关文件和资料;

(二)向相关人员了解情况，作好记录;

(三)进入现场检查;

(四)对存在安全隐患的责令改正。

有关单位和个人对依法实施的监督检查应当予以配合。

第三十五条 燃气经营者应当建立健全燃气安全评估和风险管理体系，定期对燃气设施进行安全评估，对运行满10年以上的输配管网应当每年至少检查一次，发现燃气安全事故隐患的，应当及时取措施消除隐患。安全评估报告应当报所在地燃气管理部门备案。

第三十六条 抢险抢修人员在处理燃气事故紧急情况时，对影响抢险抢修的有关设施在最大限度地减少损失的情况下可以拆除，并通知有关部门，因此造成的损失，由事故责任单位或者事故责任人负责赔偿。

第三十七条 发生燃气泄漏等紧急情况时，燃气经营者必须取紧急避险措施的，公安机关应当支持燃气经营者实施入户抢险、抢修作业，燃气用户必须予以配合。

第三十八条 发生燃气安全事故后，燃气管理、安全生产监督管理和公安机关消防机构等有关部门，应当根据各自职责，立即取措施防止事故扩大，根据有关情况启动燃气安全事故应急预案。 第三十九条 燃气经营者应当向燃气用户持续、稳定、安全供应符合国家质量标准的燃气，指导燃气用户安全用气、节约用气，制定安全用气规则并免费向用户发放。

燃气经营者应当公示业务流程、服务承诺、收费标准和服务热线等信息，并按国家和本省燃气服务标准提供服务。

燃气经营者应当设置并向社会公布服务电话和抢险抢修电话，设专人每日24小时值班。

第四十条 燃气用户有权就燃气收费、服务等事项向燃气经营者进行查询，燃气经营者应当自收到查询申请之日起5日内予以答复。

燃气用户有权就燃气收费、服务等事项向县级以上人民价格主管部门、燃气管理部门以及其他部门进行投诉。有关部门应当建立投诉举报受理制度，公开投诉电话和电子邮箱地址等，受理有关燃气安全、收费和服务质量的投诉。燃气管理部门应当自收到举报或者投诉之日起15个工作日内作出处理，涉及安全的，应当立即作出处理。

第四十一条 燃气经营者停止供气、调整供气量时，应当履行明确告知义务。

燃气经营者不得要求燃气用户购买其指定的产品或者强买强卖、强制接气、强行搭售等强制服务。

第四十二条 有下列情况之一的，燃气管理部门应当取启动燃气应急预案、逐级动用应急储备、协调有关部门或者单位紧急调度、要求管道经营者及时恢复供气等措施，保障燃气用户的正常用气：

(一)管道燃气经营者临时调整供气量或者暂停供气未及时恢复正常供气的;

(二)管道燃气经营者因突发影响供气未取紧急措施的;

(三)燃气经营者擅自停业、歇业的;

(四)燃气管理部门依法撤回、撤销、注销、吊销燃气经营许可的。

第四十三条 燃气经营者在接到燃气用户的燃气设施和燃气燃烧器具发生漏气的报告后，应当立即派人抢修;燃气经营者接到其他故障的报修，应当按约定的时间派人维修。

因维修不及时造成燃气用户直接经济损失的，燃气经营者应当给予赔偿。

第四十四条 县级以上人民价格主管部门确定和调整管道燃气销售价格，应当召开听证会，征求管道燃气用户、管道燃气经营者和有关方面的意见。

对不符合法律、法规和价格主管部门规定的燃气价格或者燃气服务收费，燃气用户有权拒付。 第四十五条 县级以上人民及其燃气管理部门和其他有关部门有下列情形之一的，对直接负责的主管人员和其他直接责任人员，依法给予处分;直接负责的主管人员和其他直接责任人员的行为构成犯罪的，依法追究刑事责任：

(一)不依法作出行政许可决定或者办理批准文件的;

(二)发现违法行为或者接到对违法行为的举报不予查处的;

(三)其他未依照本办法规定履行职责行为的。

第四十六条 公民、法人或者其他组织未经行政许可，擅自从事燃气经营活动的，燃气管理、工商行政管理部门、公安机关应当责令停止违法行为，依法予以取缔;造成损失的，依法承担赔偿责任。

第四十七条 燃气经营者未按许可证规定的范围经营，倒卖、抵押、出租、出借、转让、涂改燃气经营许可证，要求燃气用户购买其指定的产品或者接受其提供的服务的，由燃气管理部门责令限期改正，逾期未改正的，依法处以罚款;情节严重的，吊销燃气经营许可证，并通知工商行政管理、质量技术监督等部门注销相应的证照;造成损失的，依法承担赔偿责任。

第四十八条 燃气管理部门发现不再符合法律法规规定的条件或者严重违反国家标准规范，存有重大安全隐患的，应当责令燃气经营者限期进行整改，逾期未整改或者整改不合格的，注销许可证，责令停止经营，并通知工商行政管理、质量技术监督等部门注销相应的证照。

第四十九条 擅自为非自有气瓶充装燃气的，由质量技术监督部门责令限期改正，情节严重的，暂停充装，吊销充装许可证;销售未经许可的充装单位充装的瓶装燃气的，由质量技术监督部门责令限期改正，并依法处以罚款。

第五十条 燃气经营者违反燃气价格和服务收费管理规定的，由价格部门责令限期改正，可以并处罚款;情节严重的，责令停业整顿，或者由工商行政管理部门吊销营业执照。

第五十一条 燃气燃烧器具安装、维修企业不按国家标准和规范安装、维修燃气燃烧器具，安装、维修材料和配件不符合国家标准;限定用户购买其指定产品;擅自移动燃气计量表和表前燃气设施;燃气燃烧器具安装后不向燃气用户提供安装检验合格证书;未设定不低于1年的安装保修期的，由燃气管理部门责令限期改正、停止违法行为;构成犯罪的，依法追究刑事责任。 第五十二条 本办法自2012年12月1日起施行。

北京延庆区张山营镇1.8846公顷土地征收启动!

前期批准阶段企业准备建设管道燃气的申请报发改委审批(县区内的由县级发改委审批，跨县的由市级发改委审批，跨市的由省级发改委审批)二、开工前的准备阶段(一)立项1.待上级主管部门同意后，企业委托有资质的单位进行管道燃气的初步设计和项目可行性研究报告的编制。2.项目可行性研究报告通过专家评审后到发改委办理立项，取得关于XX项目建议书的批复(二)建设用地规划许可1.持项目核准书、选址意见书以及站区规划文本、国有土地使用权证(国有土地出让合同)到市规划局办理建设用地规划许可证(三)环评、安评、消防以及水土保持等(可同时进行)1.委托有资质的单位制作项目安全预评价报告并报市安监局审批、备案2.委托有资质的单位制作项目环境评价报告并报环保局审批、备案3.到消防部门办理消防设计审核意见书4.通过第三方机构，到对应的部门办理节能评估、压覆矿产、水土保持、林业砍伐权、公路通过权、地质灾害、职业健康、文物保护、社会稳定风险评估手续。(四)建设工程规划许可证持安评、环评以及第三方机构协助办理的节能评估等手续办理建设工程规划许可证(五)建筑施工许可证持消防设计评审意见以及市建设局批复的施工设计审查意见到建设局办理建筑施工许可证(六)压力管道安装告知手续持压力管道质量证明书、安装许可证到市监局办理告知手续三、竣工验收阶段(一)建设单位提出竣工验收申请，进行竣工验收。

办理安评、环评、消防等验收手续1.委托有资质的单位制作安全评价验收报告，并报安监局备案、批复。2.委托有资质的单位制作环境评价验收报告，并报环保局备案、批复。3.消防部门验收并出具消防验收意见书。4.气象部门验收并出具防雷防静电检测报告。5.质监部门验收并出具特种设备使用登记证。6.持安全评价验收报告、环境评价验收报告、消防验收意见书、防雷防静电检测报告、特种设备检测报告及项目施工资料到建设局办理工程规划验收合格证。

办理管道燃气经营许可证1.到建设局办理相关档案归档。2.到建设局办理燃气经营许可初审并报上级主管部门审查。

近日，北京多个区域乡镇启动土地征收，涉及的范围非常的广泛，并且，北京相关的部门对于土地征收启动的相关事项进行了公告公示，以下是延庆区张山营镇土地征收启动的相关事项!

一、拟征收土地的位置、范围、权属、用途

目的：本次拟征收土地用于保障首都供气安全，缓解国内天然气供需矛盾，改善京津冀地区大气环境，解决北京市用气调峰问题，完善京津冀区域天然气管网，提高环渤海地区的天然气保供能力。

位置：延庆区张山营镇中羊坊村。

范围：东至米黄路，南至中羊坊村经济合作社土地，西至中羊坊村经济合作社土地，北至中苏路。

权属：涉及的农村集体经济组织为张山营镇中羊坊村经济合作社。

用途：U13供燃气用地。

二、土地现状调查

该项目拟征收延庆区张山营镇中羊坊村土地1.8846公顷，土地地类为耕地、园地、林地。

三、社会稳定风险评估

社会稳定风险评估报告已编制完成。

四、其他事项

自本公告发布之日起，任何单位和个人不得在拟征收土地范围内抢栽、抢种、抢建，违反规定的，一律不予补偿。

本公告在征收土地涉及的农村集体经济组织所在地和所在乡镇予以张贴。